|
Типовой объем работ по оценке фактического состояния энергоустановок и определению остаточного ресурса7.1 Типовой объем работ по диагностированию каждого вида энергоустановки – в соответствии с приложением А. 7.2 Типовой объем и периодичность работ по оценке фактического состояния высоковольтных электродвигателей (СД и АД) содержит: а) анализ следующей документации и результатов текущего и планового диагностирования: - проектная и исполнительская документация со всеми последующими изменениями при эксплуатации высоковольтных электродвигателей (СД и АД) МНА, ПНА НПС; - акты приемки электродвигателей в эксплуатацию, в том числе после капитального ремонта; - оперативные схемы энергоснабжения, схемы первичных и вторичных электрических соединений; - оперативная (эксплуатационная) документация с указанием предельных величин контролируемых параметров электродвигателей, величин срабатываний устройств сигнализации и аварийных защит; - документация по сбору данных о надежности работы электродвигателей с распечатками планового диагностического мониторинга узлов по мощности загрузки, температурам, вибро- и тепловизионному контролю; - технические паспорта на диагностируемые электродвигатели по установленной форме; - данные месячного и годового учета числа часов работы двигателей; - записи о произведенных ремонтах; - данные измерений среднеквадратического значения виброскорости на подшипниковых опорах, лапах подшипниковых стояков; - данные контроля температуры подшипников, меди и железа статора; - данные контроля состояния подшипников качения для вертикальных АД; - данные контроля изоляции методом частичных разрядов; - данные тепловизионного контроля состояния подшипников, проходимости вентиляционных каналов и отсутствия витковых замыканий в обмотках; б) типовой объем диагностирования по оценке фактического состояния электродвигателя и определению его остаточного ресурса, включая: - осмотр обмоток, коллектора, вентиляционных каналов; - проверку технического состояния и надежности крепления лобовых частей обмоток, выявление дефектов; - проверку состояния выводных концов обмоток и клеммных колодок; - проверку сопротивления изоляции обмоток и других параметров согласно ПТЭЭП; - проверку исправности работы и крепления вентилятора; - проверку износа шеек вала ротора; - дефектоскопию вала ротора; - проверку состояния фланцевых прокладок и смазки в подшипниках качения; - проверку степени изношенности подшипников качения; - измерение сопротивления изоляции подшипников для проверки отсутствия цепи индуктивных токов в контуре «сталь ротора – подшипники – фундаментная плита»; - измерение зазоров между сталью ротора и статора; - измерение зазоров в подшипниках; - проверку состояния и измерение зазоров между вкладышем и крышкой подшипника; - проверку крепления электродвигателя и исправности заземления; - проверку состояния клиньев, крепящих обмотку; - проверку и осмотр пусковых устройств электродвигателя; - проверку обмоток и контактных колец ротора; - проверку креплений центрирующих, стопорных колец, балансировочных грузов; - проверку состояния шеек и дисков (лабиринтов) на валу ротора; - проверку проходных и опорных изоляторов, выводных концов (шин); - измерение расстояния между торцами вала ротора электродвигателя и вала насоса; - выверку магнитных осей ротора и статора; - проверку целостности и надежности крепления смотровых стекол, отсутствия трещин и других повреждений; - проверку сопряжения деталей, обеспечивающих герметичность и взрывозащиту кожуха со станиной, всасывающих воздухопроводов; - контроль взрывонепроницаемых щелей (зазоров) между крышками и корпусом; - проверку состояния уплотнителей, поверхностей и деталей, обеспечивающих взрывозащиту; - проверку маркировки выводных концов в соответствии с ГОСТ Р 52776; - проверку наличия и соответствия проектной документации контрольно-измерительных приборов, термодетекторов, маслоуказателей, а также правильность их установки. Оценка ТС сердечников статора и ротора включает проверку следующих параметров: а) степень ослабления прессовки из-за выпадания вентиляционных распорок, ослабления стяжки креплениями (шпильками, болтами); б) распушение крайних листов из-за низкого коэффициента мощности и при недовозбуждении синхронных электродвигателей; в) нагрев сердечника из-за заусенцев, зашлифованных мест, механических повреждений или порчи изоляции стяжек (болтов); г) выгорание участков из-за пробоя изоляции обмотки на сталь; д) деформация сердечников из-за механических повреждений или некачественной сборки после капитального ремонта. Типовой объем работ по диагностированию высоковольтных СД и АД проводят в соответствии с А.1 и А.2 (приложение А) соответственно. Объем работ при диагностировании электродвигателя в составе насосного агрегата, когда установленный или продленный ресурс электродвигателя не исчерпан, определяется в соответствии с приложением Б. 7.3 Типовой объем работ по оценке фактического состояния генераторов стационарных и передвижных ДЭС определяется исходя из условий эксплуатации, наработки в часах согласно эксплуатационной документации и включает: а) определение предельных контролируемых параметров генераторов, анализ мониторинга по температурам, мощностям загрузки, вибро- и температурному контролю; б) проверку допустимых значений сопротивлений изоляции и коэффициента абсорбции обмоток статора и ротора, цепей возбуждения генератора и коллекторного возбудителя со всей присоединенной аппаратурой, обмотки коллекторного возбудителя, бандажей якоря коллекторного возбудителя, доступных для измерения изолированных стяжных болтов стали статора, подшипников и уплотнений вала; в) объем работ по диагностированию для определения фактического состояния генераторов ДЭС, включая работы по испытанию повышенным напряжением промышленной частоты и определению степени отклонений от нормированных значений сопротивлений постоянному току обмоток статора и ротора, обмотки коллекторного возбудителя, цепи возбуждения, реостата возбуждения и резистора цепи гашения поля в соответствии с А.3 (приложение А); г) диагностирование генераторов ДЭС с разборкой при продлении срока эксплуатации оборудования, а также в случае повреждения энергооборудования в результате аварии или воздействии на оборудование в процессе эксплуатации недопустимых нагрузок (КЗ и др.). Для генераторов ДЭС в этом случае проводят: - проверку обмоток, коллектора, вентиляционных каналов; - проверку ТС и надежности крепления лобовых частей обмоток, выявление дефектов; - проверку состояния выводных концов обмоток и клеммных колодок; - проверку исправности работы и крепления вентилятора; - проверку износа шеек вала генератора; - проверку состояния фланцевых прокладок и смазки в подшипниках качения; - проверку степени изношенности подшипников качения; - проверку состояния и измерения зазоров между вкладышем и крышкой подшипника; - проверку крепления генератора и исправности заземления; - проверку состояния клиньев, крепящих обмотку; - проверку и осмотр пусковых устройств генератора ДЭС; - проверку обмоток и контактных колец ротора; - проверку креплений центрирующих, стопорных колец, балансировочных грузов; - проверку состояния шеек и дисков (лабиринтов) на валу генератора; - проверку проходных и опорных изоляторов, выводных концов (шин); - измерение расстояния между торцами вала генератора и вала дизеля; - выверку магнитных осей ротора и статора генератора; - проверку целостности и надежности крепления смотровых стекол, отсутствия трещин и других повреждений; - проверку маркировки выводных концов; - проверку наличия и соответствия проектной документации контрольно-измерительных приборов, температурных датчиков, маслоуказателей, а также правильность их установки. 7.4 Типовой объем работ по оценке фактического состояния асинхронных электроприводов технологического оборудования включает: а) функциональный (визуальный, вибрационый и температурный) контроль искрения щеток, степени равномерности перегрева активной стали статора, контроль токов, мощности, номинальной частоты вращения с нагрузкой; б) плановый диагностический контроль с проверкой схем первичной и вторичной коммутации АД технологических приводов, измерением сопротивления изоляции статора, измерением сопротивления цепи фаза-нуль, проверкой работы на холостом ходу или с ненагруженным механизмом и с нагрузкой; в) диагностический контроль с разборкой в объеме, зависящем от результатов текущего обслуживания, планового диагностического контроля и условий эксплуатации асинхронного электропривода технологического оборудования. Типовой объем работ по диагностированию асинхронных электроприводов технологического оборудования проводят в соответствии с А.4 (приложение А). 7.5 Типовой объем работ по оценке фактического ТС взрывозащищенных электродвигателей проводят в соответствии с А.5 (приложение А). 7.6 Типовой объем работ по оценке фактического ТС силовых трансформаторов проводят в соответствии с А.6 (приложение А). 7.7 Типовой объем работ по оценке фактического ТС ТТ и ТН проводят в соответствии с А.7 (приложение А). 7.8 Типовой объем работ по оценке фактического ТС токоограничивающих реакторов проводят в соответствии с А.8 (приложение А). 7.9 Типовой объем работ по оценке фактического ТС КТП проводят в соответствии с А.9 (приложение А). 7.10 Типовой объем работ по оценке фактического ТС КРУ проводят в соответствии с А.10 (приложение А). 7.11 Типовой объем работ по оценке фактического ТС ВВ проводят в соответствии с А.11 (приложение А). 7.12 Типовой объем работ по оценке фактического ТС кабельных силовых линий и воздушных линий электропередач проводят в соответствии с А.12 (приложение А). 7.13 Типовой объем работ по оценке фактического ТС устройств заземления проводят в соответствии с А.13 (приложение А). 7.14 Типовой объем работ по оценке фактического ТС конденсаторных установок проводят в соответствии с А.14 (приложение А). 7.15 Типовой объем работ по оценке фактического ТС тиристорных преобразователей частоты проводят в соответствии с А.15 (приложение А). 7.16 Типовой объем работ по оценке фактического ТС устройств молниезащиты проводят в соответствии с А.16 (приложение А). 7.17 Типовой объем работ по оценке фактического ТС котельного оборудования проводят в соответствии с А.17 (приложение А). 7.18 Типовой объем работ по оценке фактического ТС оборудования ЭХЗ проводят в соответствии с А.18 (приложение А). 7.19 Периодичность работ по диагностированию энергоустановок определяется сроками в соответствии с методикой оценки остаточного ресурса энергоустановок. В случае, если срок очередного диагностирования, определенный в соответствии с методикой оценки остаточного ресурса, превышает срок до очередного капитального ремонта, определенного в соответствии с РД-29.020.00-КТН-087-10, то срок диагностирования должен устанавливаться равным сроку вывода оборудования в капитальный ремонт. Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)... Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор... ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала... Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам... Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|